L’LCOS resta una metrica di costo utile, ma non cattura l’intero valore di sistema dello storage in mercati elettrici sempre più complessi.
Il 28 aprile 2025, un blackout ha colpito Spagna, Portogallo e parti della Francia meridionale, interrompendo l’alimentazione a circa 55 milioni di persone fino a 23 ore in alcune aree. Nei mesi precedenti, la Spagna aveva circa 32,043 MW di capacità solare installata e, nei minuti prima del guasto, il solare forniva poco più della metà dell’elettricità nazionale, oltre il 53% secondo i dati Red Eléctrica. Questa quota riflette l’avanzamento della transizione energetica spagnola, non una causa in sé. Al contrario, la flotta di storage a batteria grid-scale era pari a 28 MW.
Il rapporto era quindi circa 1,144 a 1: oltre mille volte più capacità per generare potenza che capacità per assorbirla o modularla. Non è una misura ingegneristica precisa dello storage necessario, perché capacità solare e potenza batteria misurano cose diverse e nessuna include da sola la durata. Ma mostra quanto sbilanciato fosse diventato il buildout tra generare elettricità e poterla gestire nel momento in cui serve.
Una domanda a cui l’LCOS non è mai stato pensato per rispondere
Il levelized cost of storage, LCOS, è stato creato per rispondere a una domanda specifica: quanto costa accumulare e consegnare un megawattora di elettricità? Ha svolto bene quel compito. Anche l’analisi LCOS di Lazard distingue tra diversi casi d’uso e non sostiene che un unico numero possa catturare tutto.
Ciò a cui l’LCOS non risponde è più difficile: quanto costa a un sistema quando lo storage non è presente, disponibile o attivabile nel momento necessario? Quel costo non vive nel modello finanziario di un singolo progetto. Vive a livello di sistema. L’LCOS è una metrica di costo, non una metrica di resilienza.
Il costo non è stato l’unico ostacolo. Secondo BloombergNEF, i prezzi dei pack batteria per storage stazionario sono scesi a $70/kWh nel 2025, il 45% in meno rispetto all’anno precedente. Lo storage è diventato rapidamente più economico. La domanda non è solo perché non ne sia stato costruito di più per ragioni di costo, ma perché un sistema così efficace nel costruire solare non abbia applicato la stessa urgenza alla risorsa che lo rende flessibile.
Dove risiede davvero il valore: tempistica, posizione e servizi di rete
Parte della risposta è che il valore dello storage non può essere catturato da un singolo costo medio. Dipende da tre fattori che il calcolo levelized non affronta pienamente: quando l’energia viene consegnata, dove si trova sulla rete e quali servizi può fornire oltre ad accumulare e rilasciare elettricità.
Timing è il più familiare. La “duck curve” californiana descrive un problema serale, mentre il blackout spagnolo è avvenuto a mezzogiorno, in un periodo di alta produzione solare. La lezione non è la duck curve in sé, ma il fatto più ampio: i momenti di massima esposizione della rete cambiano con il mix di generazione, e il sistema deve poter rispondere nel momento reale, non solo in quello previsto.
Location conta altrettanto. La distribuzione dello storage in Spagna non è uniforme. Castilla-La Mancha, regione ricca di solare dove il fotovoltaico rappresenta circa metà del mix locale, ha la maggiore capacità batteria del Paese con 63 MW. Il dato nazionale nasconde quindi variazioni locali: alcune parti della rete avevano iniziato ad affiancare storage al solare, molte altre erano appena all’inizio.
Grid services rende il quadro più tecnico. Una batteria non accumula solo energia per dopo; può rispondere in millisecondi a una perturbazione, fornire supporto di frequenza e, in configurazioni grid-forming specifiche, black start. Quali servizi un sistema fornisce è una scelta progettuale e interagisce con la durata. Batterie per risposte rapide e brevi sono diverse da batterie progettate per molte ore.
Questo non significa costruire storage ovunque. Significa riconoscere che un singolo costo per MWh non può dire a un operatore o a un Paese quanto storage, di quale tipo e in quale punto serva per un sistema resiliente.
Il blackout: ciò che il ragionamento in stile LCOS non coglie
Una rete basata soprattutto su solare ed eolico è esposta a variabilità meteorologica e a una questione strutturale: molte centrali convenzionali forniscono inerzia fisica tramite turbine rotanti, mentre risorse inverter-based come solare e batterie non la forniscono di default. Quando sostituiscono generazione rotante, qualcos’altro deve assorbire gli shock, e storage, compensatori sincroni, inverter grid-forming e generazione flessibile sono tra gli strumenti possibili.
Il panel ENTSO-E non ha centrato il rapporto finale su una carenza di hardware storage. Ha descritto una combinazione di oscillazioni di tensione, lacune nel controllo di potenza reattiva, pratiche di regolazione incoerenti e disconnessioni rapide e a cascata. Una quantità significativa di capacità reattiva già installata era disponibile prima del blackout ma non attivata.
La distinzione conta: le prove indicano meno una carenza hardware e più un problema di coordinamento. L’LCOS non dice nulla su procedure operative, regole di mercato e sistemi di coordinamento che determinano se una batteria, o un’altra risorsa di flessibilità, venga davvero chiamata quando la rete ne ha bisogno. La risposta spagnola riflette questo: aggiornare la procedura operativa 7.4 per permettere a solare e storage di partecipare al controllo tensione è un cambiamento regolatorio e operativo, non solo una decisione di acquisto.
Dopo il blackout, lo storage è comunque cresciuto: da 28 MW a 193 MW, +589%, secondo Red Eléctrica. La CNMC ha aperto procedimenti sanzionatori legati all’indagine più ampia. Anche dopo questa crescita, la capacità assoluta spagnola resta dietro Germania, Italia e Regno Unito. Chiudere un rapporto come 1,144 a 1 non poteva avvenire in un anno.
La domanda che vale la pena porsi invece
Niente di questo significa abbandonare l’LCOS. Resta lo strumento giusto per confrontare l’efficienza di costo di progetti batteria simili, e il calo dei prezzi che traccia è reale e importante. Ma l’esperienza spagnola mostra cosa quel numero non può dire: non può dire a un pianificatore se il sistema nel suo insieme possa davvero attivare le proprie risorse quando arriva uno shock. Questa non è una domanda sull’economia di un singolo progetto, ma sulla capacità operativa del sistema di usare ciò che possiede.
Accanto a “quanto costa questo progetto per MWh consegnato”, vale la pena chiedere: quando il sistema è sotto stress, riesce davvero a raggiungere la flessibilità per cui ha già pagato? La Spagna offre una risposta chiara a quanto possa essere costoso scoprirlo nel modo difficile. La maggior parte delle reti preferirebbe non impararlo così.
